17 Noviembre 2017
Precio Mayorista de Generación y Transporte de Energía Eléctrica - Verano 2017/2018
Secretaría de Energía Eléctrica
Subsecretaría de Coordinación de Política Tarifaria
Dirección Nacional de Política Tarifaria
El objeto de esta Audiencia Pública es el de considerar, para su entrada en vigencia a partir 1° de diciembre de 2017:
(i) los nuevos Precios de Referencia de la Potencia y Energía en el MEM y los de Referencia de la Potencia y Estabilizados de Referencia de la Energía para
Distribuidores en el nodo equivalente a cada uno de ellos del MEM, correspondientes al Período Estacional de Verano 2017-2018;
(ii) el Plan Estímulo al Ahorro de Energía Eléctrica;
(iii) la Tarifa Social;
(iv) la metodología de distribución, entre la demanda del MEM, del costo que representa la remuneración del transporte de energía eléctrica en extra alta
tensión y, entre la demanda de la respectiva región, la correspondiente al transporte por distribución troncal.
2Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
Objeto de la Convocatoria
En esta Audiencia Pública, como continuación de la realizada en
diciembre de 2016, se propone la aplicación del sendero de reducción
escalonada de subsidios sobre los precios de referencia de la potencia y
energía en el MEM, tarifa social, plan estímulo y tarifas de transporte
La actividad forma parte de una continuidad del proceso de
Normalización y previsibilidad del Sector Eléctrico Argentino, como base
para un funcionamiento eficiente y sustentable y en el marco de lo
establecido en la Ley
Se identifican además las acciones tomadas en este proceso de
normalización y los primeros resultados obtenidos.
3Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
Contexto de la Audiencia Pública
Regularización de Precios en el Contexto de la Normalización
• Cambios en el modelo de subsidios generalizados; volver a las
señales económicas correctas a la oferta y a la demanda
• Cambios en las relaciones entre los actores (regulador y
regulados); volver a los espacios propios sin cogestión ni captura
(ni política ni económica)
• Cambios en los mecanismos de formación de precios: volver a la
competencia y a la transparencia; inversión de riesgo privada
• Cambios en las decisiones de inversión, en la ejecución y en los
incentivos; cambios en la asignación de los riesgos
4Sector Eléctrico Argentino
Motivación del Cambio -> DETERIORO de la Calidad
5
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
5,1
10,3
22,6SAIDI
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
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02
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10
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11
20
12
20
13
20
14
20
15
90
31
15
TARIFA
Sector Eléctrico Argentino
SAIDI= total de horas-usuario interrumpidos [horas/usuario-año]TARIFA [u$s/MWh]
Estructura General del MEM
6
TRANSPORTE
OFERTA
IMPORTACIÓN
GENERADORES TÉRMICOS
EMBALSES –CENTRALES HIDROELÉCTRICAS
RENOVABLES
GENERADORES NUCLEAR
PotenciaInstaladaEnergía´16
DEMANDA
EXPORTACIÓN
DISTRIBUIDORES
GRANDES USUARIOS
Energía´16
Sector Eléctrico Argentino
Normalización de Precios Mayoristas
7
Cobertura PEST
2015 => 15%
2016 => 30%
2017 => 47%
(ene ago)
Tarifa social para 30%
de los usuarios
residenciales
Sector Eléctrico Argentino
Conducta de Pago en el MEM
8
Porcentaje Cobranza a Distribuidores
Prom 2015 Prom 2016 Prom 2017
% COBRANZA 45% 73% 87%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
% Cobranzas a Distribuidores
% COBRANZAS
Sector Eléctrico Argentino
Normalización de Precios – Generación Existente
9
Reglamentación de la remuneración de la generación convencional térmica e hidráulica existente, simplificando y generalizando la remuneración, con
señales hacia una disponibilidad garantizada.
Hidráulico
Térmico
Cargos Fijos en función de la Disponibilidad (u$s/MWmes) de la PotenciaCargos Variables de OyM de Energía (u$s/MWh) en función de la producción y el
tipo de combustible
Sector Eléctrico Argentino
Resultados en Disponibilidad Térmica
10
Principales Variables MEM Unidades ENE-AGO 2016 ENE-AGO 2017 Diferencia
Total Disponibilidad TERMICA % 78% 84% 6%
Ciclos Combinados % 86% 88% 2%
Motor Diesel % 89% 91% 2%
Turbina a gas % 82% 81% -1%
Turbovapor % 51% 79% 28%
Sector Eléctrico Argentino
+1.245 MW
Normalizando la Morosidad
11
Días de Atraso Pago a Generadores MEM
Prom 2015 Prom 2016 Prom 2017
DÍAS ATRASO 64 días 37 días 0 días
0
50
100
150
ene-
15
feb
-15
mar
-15
abr-
15
may
-15
jun
-15
jul-
15
ago
-15
sep
-15
oct
-15
no
v-1
5
dic
-15
ene-
16
feb
-16
mar
-16
abr-
16
may
-16
jun
-16
jul-
16
ago
-16
sep
-16
oct
-16
no
v-1
6
dic
-16
ene-
17
feb
-17
mar
-17
abr-
17
may
-17
jun
-17
jul-
17
ago
-17
sep
-17
oct
-17
no
v-1
7
dic
-17
Días de Retraso Pago a Generadores MEM
DIAS
Sector Eléctrico Argentino
Normalización de Distribución y Transporte
• Desde el año 2006 se mantuvo sin resolver la situación regulatoria
de fondo de las concesionarias nacionales (10 años)
• Durante el año 2016, se dedicaron esfuerzos en definir las nuevas
obligaciones de calidad, y se discutió en Audiencia Pública las
tarifas del quinquenio 2017-2021
• A partir de febrero 2017 se normalizaron las concesiones con una
nueva tarifa económica y competitiva, e incentivos a la inversión
de largo plazo
12Sector Eléctrico Argentino
Percepción de la Calidad
13
Reducción de Cortes -34%
Sector Eléctrico Argentino
Inversiones para Incrementar las Reservas en Generación
14
• Licitación abierta nueva oferta térmica, con CEM < 2500 kcal/kWh.• Tecnología, combustibles y fecha de E/S comprometidos
• Financiación propia; oferta de costo de potencia y costo variable en contratos a plazo 24
Grupos Empresarios
61Ofertas principales
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
18
/02
/20
17
03
/04
/20
17
04
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17
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17
18
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17
13
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17
30
/06
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17
11
/07
/20
17
04
/08
/20
17
05
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/20
17
10
/08
/20
17
12
/08
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17
31
/08
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17
09
/09
/20
17
15
/09
/20
17
15
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17
01
/12
/20
17
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17
30
/12
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17
31
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/20
17
31
/01
/20
18
01
/02
/20
18
INGRESADOS A INGRESAR
MW
INGRESO GENERACIÓN RES 21
3.163 MW ADJUDICADOS
6.607 MWPotencia OfrecidaMOTOGENERADORES
7 Proyectos 520 MW
TURBINAS A GAS
22 proyectos 2643 MW
Sector Eléctrico Argentino
Inversiones en Energías Renovables (adjudicaciones 2016)
15
RONDA Tecnología CANTIDAD POTENCIA [MW]PO MIN
[u$s/MWh]PO MEDIO
[u$s/MWh]
EOL 12 707 49.1 59.4
SFV 4 400 59.0 59.7
1 BM 2 15 110.0 114.6
BG 6 9 118.0 177.8
PAH 5 5 111.1 118.3
TOTAL 29 1.136 61.4
EOL 10 765 46.0 53.3
1.5 SFV 20 516 48.0 55.0
TOTAL 30 1.282 54.0
TOTAL 59 2.417 57.5
Sector Eléctrico Argentino
Inversiones en Energías Renovables – Operación esperada
16
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Simulación Generación renovable - MW medios / semana
EOLICO SOLAR
2017 2018 2019
Sector Eléctrico Argentino
Energías Renovables (OFERTAS Ronda 2 – oct ´17)
17Sector Eléctrico Argentino
TECNOLOGIA#
Proyectos
Potencia Ofertada
Total [MW]
Potencia Requerida RenovAr -R2 [MW]
Potencia p/proyecto
[MW]
EOLICO 58 3817 550 65,8SOLAR 99 5291 450 53,4
BIOMASA 20 187 100 9,3BIOGAS 32 60 35 1,9
BIO RELLENO 4 15 15 3,8HIDRAULICO 15 32 50 2,1
TOTAL 228 9.401 1.200 41,2
En proceso de evaluación técnica; apertura de ofertas económicas y adjudicación a fines de noviembre de 2017
También se reguló el Mercado a Término de Energías Renovables (MATER) posibilitando la incorporación de generación renovable privada para su
contratación directa con Grandes Usuarios
3era Etapa – Mejoras de Eficiencia (licitación abierta)
18
TIPO # Potencia
Total (MW)
Cargo Fijo Medio
(u$s/MWmes)
Cargo
Variable
No Combustible Medio
(u$s/MWh)
Cierre CC 17 1.816 24.208 21,3
Cogeneración 16 2.241 28.278 6,3
Total 33 4.057 26.457 13,0
Sector Eléctrico Argentino
1.810 MW ADJUDICADOS EN PROYECTOS DE ALTA EFICIENCIA8 Cierres de Ciclo Combinado y 4 de nueva Cogeneración
Resumen de Generación a Ingresar hasta el 2020
• El ingreso de nueva generación comprometida hacia el
2020 es de alrededor de 5.000 MW de generación térmica
y 3.000 MW de nueva generación renovable
• Representa una mejora sustancial en la reserva disponible
para el Sistema y al mismo tiempo una reducción
esperada del consumo de combustibles de origen fósil
19Sector Eléctrico Argentino
18000
19000
20000
21000
22000
23000
24000
25000
26000
27000
28000
29000
30000
31000
30
/12
/20
13
20
/01
/20
14
10
/02
/20
14
03
/03
/20
14
24
/03
/20
14
14
/04
/20
14
05
/05
/20
14
26
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/20
14
16
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14
07
/07
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14
28
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14
18
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14
08
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/20
14
29
/09
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14
20
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/20
14
10
/11
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14
01
/12
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14
22
/12
/20
14
12
/01
/20
15
02
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/20
15
23
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15
16
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15
06
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15
27
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15
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15
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15
29
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15
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15
10
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15
31
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15
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15
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15
02
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15
23
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15
14
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/20
15
04
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/20
16
25
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16
15
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16
07
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16
28
/03
/20
16
18
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/20
16
09
/05
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16
30
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20
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16
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16
01
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16
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16
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16
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24
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16
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16
16
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17
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27
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17
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17
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17
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17
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17
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/20
18
29
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18
19
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18
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18
02
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18
23
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18
14
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18
04
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18
25
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18
16
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18
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18
27
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18
17
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/20
18
08
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/20
18
29
/10
/20
18
19
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18
10
/12
/20
18
Reservas del SISTEMA en horas PicoPotencia disponible
Reserva Operativa
Picos reales
Demanda Pico Esperada
DISMINUCIÓN DE
RESERVAS
Ver 13/14
Verano 14/15
Verano 15/16
Verano 16/17
Verano 17/18
Ver 18/19
Invierno 15 Invierno 16 Invierno 16 Invierno 17 Invierno 18
Previsión
RECUPERACIÓN DE
RESERVAS CON
NUEVA OFERTA
Plan del Transporte Eléctrico – Necesidades
21
DESCRIPCIONLEAT(km)
Transformación(MVA)
Inversión (MM U$D)
LEAT RIO DIAMANTE/CHARLONE + ET CHARLONE 490 600 480
LEAT ATUCHA / BELGRANO II + ET BELGRANO II 35 80
LEAT BELGRANO II / SMITH + ET SMITH 100 1.600 170
LEAT ATUCHA II / PLOMER + ET PLOMER + DOBLE LEAT 35 km (anillo GBA) 130 800 190
LEAT CHARLONE / JUNÍN / PLOMER + ET JUNIN 415 600 420
LEAT PTO MADRYN / CHOELE CHOEL + LEAT VIVORATÁ / PLOMER 705 600
LEAT RODEO / LA RIOJA SUR + ET RODEO + ET LA RIOJA SUR 300 300 300
LEAT CHOELE CHOEL / BAHÍA BLANCA 340 290
LEAT SANTO TOMÉ / SAN FRANCISCO / MALVINAS + ET SAN FRANCISCO 310 450 320
TOTAL 2.825 4.350 2.850
Sector Eléctrico Argentino
Precios de la Energía y Potencia - Subsidios
Costos del Mayorista => energía, potencia y transporte
Precios por Tipo de Usuario - Componentes
Sendero de normalización tarifaria
Tarifa Social – Alcance y mecanismo
Plan Estímulo - Condición
23Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
Costos, Precios y Subsidios
24Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
Costos del Mercado Mayorista
• Los costos de funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) varían en función de: i) los costos y disponibilidad de combustibles, ii) la remuneración de la operación de la generación, iii) los costos de
incorporación de nueva potencia y energía, iv) de los servicios adicionales y reserva de potencia, y v) del transporte en AT y regional e impuestos y
cargos específicos.
• Asimismo, dependen de los aleatorios de demanda, la generación hidroeléctrica y de la tasa de cambio.
• Los precios estabilizados de compra de energía y potencia por parte de los Distribuidores tienen como objeto recuperar los costos.
• La política de normalización incluye la reducción progresiva de subsidiosaplicando un sendero gradual y previsible.
25Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
Costos del Mercado Mayorista
REAL PROYECTADO
26Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
Costos del Mercado Mayorista
COSTO MONÓMICO - PEST ECO
UNIDAD real 2016 estim 2017 proy 2018
u$s/MWh 73,2 74,1 74,8
$/MWh 1.100 1.250 1.440
Tasa $ / u$s 15,0 16,9 19,3
Los Costos medios en dólares se mantienen estables, aún considerando los mayores costos asociados a la normalización del transporte y de la
incorporación de nueva oferta
Sendero Gradual de Reducción de Subsidios
Resto Demanda Distribuidor
(excluyendo TS)
Grandes Usuarios de Distribuidor >
300 kW(GUDI)
27Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
Actual Diciembre 2017 Febrero 2018
1.070 1.392
Precios estabilizados de referencia de la energía ($PER)
Actual Diciembre 2017 Febrero 2018
640 876 1.077
$/MWh
$/MWh
Sendero Gradual de Reducción de Subsidios
Resto Demanda Distribuidor
(excluyendo TS)
Grandes Usuarios de Distribuidor >
300 kW(GUDI)
28Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
Cobertura de Precios por Tipo de Usuario
PROYECTADOREAL
29Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
30Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
Propuesta de Cargos de Transporte por Tipo de Usuario
TRANSPORTE
• Los costos de transporte se distribuirán en función de la energía consumida por cada Agente demandante (Distribuidores y Grandes Usuarios)
• Los costos asociados al Sistema de Transporte en Extra Alta Tensión, troncal de 500 kV que permite la transferencia de energía entre todas las regiones del país,
se distribuirán de manera uniforme entre la sumatoria de las demandas de energía del SADI
• Los costos asociados al Sistema de Transporte de Distribución Troncal (Distros) de 132 kV que permite la transferencia de energía entre las áreas dentro de una
región eléctrica para abastecer la demanda se distribuye de manera uniforme entre la sumatoria de las demandas de energía conectadas a esa Distro
31Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
Propuesta de Cargos de Transporte por Región
90.6
26.1
74.9
64.4
6.0
25.6
77.1
112.7 114.9
Transporte AT actual Transporte Regional actual Subsidio actual
119.1
34.8
97.4
88.4
34.8 34.8
77.9
129.7 130.4
PBA CENTRO COMAHUE CUYO GBA LITORAL NEA NOA PATAGONIA
Nueva remuneración en Transporte por región ($/MWh)
Transporte AT Propuesto Transporte Regional Propuesto
ACTUAL PROP ACTUAL PROP ACTUAL PROP ACTUAL PROP ACTUAL PROP ACTUAL PROP ACTUAL PROP ACTUAL PROP ACTUAL PROP
Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica 32
Factura de Energía Eléctrica en todo el País
Período Aumento promedio en Costos de Abastecimiento Aumento promedio en Factura Final Aumento acumulado en Factura Final
Diciembre 2017 +32% +21%+38%
Febrero 2018 +19% +13%
Nota: La proyección se realizó en base a los cuadros tarifarios correspondientes al mes de Septiembre 2017.
Readecuación de la Tarifa Social Federal
Bonificación en el precio de la electricidad en el MEM a usuarios residenciales vulnerables de todo el país
¿Cómo funciona el nuevo esquema? ¿Cómo lo verán reflejado los usuarios?Como un descuento en la liquidación del servicio
Concepto Importe
Cargo Fijo 50
Consumo 300
Bonificación por Tarifa Social -200
Subtotal 150
Ejemplo:
% de descuento sobre el
precio en el MEM
Bloque
Gratuito
150 kWh/mes
(NEA: 300 kWh/mes)
Excedente entre
Bloque gratuito y
2x Bloque gratuito
Bonificación por
Tarifa Social
kWh/mes
Paga el 50%
del precio
33Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
Tarifa Social Federal
34
¿Cómo se accede a la Tarifa Social?
Se otorga a usuarios vulnerables de manera automática en base a cruce de datos de usuarios de
SINTyS
¿Quiénes acceden a la Tarifa Social?
• Jubilados/as y/o pensionados/as y Trabajadores/as en relación de
dependencia o monotributistas que perciban una remuneración bruta
menor o igual a DOS (2) Salarios Mínimos Vitales y Móviles: $17.720
• Inscriptas/os en el Monotributo Social
• Empleadas/os del servicio doméstico
• Personas que cobren Seguro de Desempleo
• Beneficiarias/os de programas sociales
• Personas con discapacidad
• Titulares de Pensión Vitalicia a Veteranos de Guerra del Atlántico Sur$6.333 y $15.452 son los ingresos
necesarios por hogar para superar
los umbrales de indigencia y de
pobreza respectivamente
¿Quiénes quedarán excluidos?• Quienes sean propietarias/os de más de un inmueble o tengan aeronaves o embarcaciones de lujo
• Quienes posean un vehículo automotor de hasta 10 años de antigüedad (no aplica a quienes posean certificado
de discapacidad )
$ 6.333
$ 15.452
Tarifa Social Federal
35
Fuente: CAMMESA
4,2 millones de usuarios de todo el país accede a la Tarifa Social% de usuarios en condiciones de acceder a la Tarifa Social por provincia
Tarifa Social Federal
Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
36Audiencia Pública PEST – Secretaría de Energía Eléctrica
Eficiencia en el Consumo
Nuevo esquema de incentivo al ahorro
Fomentar el ahorro y el consumo eficiente a través del precio y su
relación con el precio de otros bienes y servicios de la economía
Lograr el ahorro de manera permanente, concientizando respecto a la
importancia del cuidado en el consumo de energía y el beneficio
económico asociado a la reducción permanente del mismo
Los usuarios que logren una reducción en su consumo de 30% o más (respecto mismo
período del año 2015) obtienen un descuento del 10% sobre el precio estacional
Justificación:
Lograr que el acceso al beneficio sea consecuencia no solamente de variaciones climáticas,
sino de llevar a cabo un esfuerzo real de reducción del consumo
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